RU2324805C2 - Герметизатор устья скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Обеспечивает повышение долговечности устройства и надежности герметизации устья скважины. Герметизатор включает корпус, основной и вспомогательный кольцевые уплотнительные элементы, поджимную крышку, кольцевой поджимной поршень, гидрокамеру, верхнюю и нижнюю центрирующие втулки, узел соединения корпуса с насосно-компрессорной трубой. Корпус в нем выполнен с двумя смежными полостями. Гидрокамера выполнена в виде двухступенчатого гидроцилиндра. Кольцевой поджимной поршень выполнен двухступенчатым. Над малой ступенью кольцевого поджимного поршня сверху размещен основной кольцевой уплотнительный элемент, а под большей ступенью снизу размещена поджимная пружина, расположенная в верхней полости корпуса. Между ступенями в гидроцилиндре радиально размещены тормозные бобышки с конусной поджимной гайкой. В нижней полости корпуса размещены вспомогательный кольцевой уплотнительный элемент, упорная шайба и нижняя центрирующая втулка. Узел соединения корпуса с насосно-компрессорной трубой выполнен в виде сильфона с опорной шайбой и резьбовыми муфтами. 2 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для герметизации устья нефтегазовых скважин при добыче штанговыми или винтовыми глубинными насосами, при проведении геофизических исследований на каротажном кабеле, а также при свабировании.

Известно устройство для герметизации устья скважины, в котором кольцевой зазор между подвижным штоком глубинного насоса и внутренней полостью насосно-компрессорной трубы (НКТ) герметизируется поджимаемым крышкой кольцевым уплотнительным элементом, расположенным между двумя центрирующими деревянными втулками в корпусе, шарнирно сочлененном с НКТ с помощью шарового соединения. [Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа, Изд. "Недра", 1984, стр.134]. В этом устройстве, применяемом под названием "Устьевой сальник СУС2-73-31", кольцевым уплотнительным элементом является резинокордная втулка, обеспечивающая герметизацию устья скважины, а шарнирное соединение позволяет устройству поворачиваться и самоустанавливаться в одной вертикальной плоскости качания подвижного штока. Необходимый для герметизации кольцевого зазора поджим уплотнительного элемента обеспечивается ручным подвинчиванием крышки. Этот сальник применим и для вращающегося штока винтового насоса.

Недостатками известного устройства являются необходимость периодического ручного поджима уплотнительного элемента из-за износа в процессе эксплуатации и невозможность саморегулирования степени поджатая его в зависимости от изменения скважинного давления, что снижает долговечность устьевого сальника и надежность герметизации кольцевого зазора. Другим существенным недостатком этого устройства является невозможность самоустановки шарнирного соединения в наклонной (невертикальной) плоскости качания подвижного штока, имеющей место в случае даже незначительного бокового наклона оси устья скважины. Это приводит к дополнительному боковому износу уплотнительного элемента.

Известно другое аналогичное устройство для герметизации кольцевого зазора между подвижным бронированным каротажным кабелем или свабирующим тросом и внутренней полостью НКТ, включающее корпус с гидрокамерой, в которой на кольцевом поршне установлен кольцевой уплотнительный элемент, поджимаемый дополнительным гидравлическим давлением, создаваемым в гидрокамере с помощью ручного насоса через штуцер с дистанционным управлением [Джигирь Н.Л. Устьевая герметизирующая головка. РНТС ВНИИОЭНГ. Серия "Машины и нефтяное оборудование" - 1977, №3, стр.31]. Устройство обеспечивает необходимую герметизацию устья скважины при каротажных работах и свабировании. Однако оно также не устраняет бокового износа уплотнительного элемента в случае наклонного устья скважины. К тому же поддержание требуемого давления в гидрокамере с помощью ручного насоса невозможно без участия оператора.

Предлагаемое изобретение, устраняя все вышеуказанные недостатки аналогов, позволяет достичь автоматического регулирования оптимальной силы поджатия уплотнительного элемента, на который действуют скважинное давление, усилие пружины и тормозящая сила узла регулировки дополнительного поджима уплотнительного элемента, а также самоустановки герметизатора в любой субвертикальной плоскости. В результате исключается ручной поджим оператором уплотнительного элемента, уменьшается его износ, отпадает потребность в его частой замене, повышается долговечность герметизатора и надежность герметизации устья скважины.

Это достигается тем, что предлагаемый герметизатор выполнен в виде устьевой головки, конструкция которой включает двухполостный корпус, свинченный с сильфоном и двухступенчатым цилиндром с радиальными отверстиями, вставленными в них тормозными бобышками, упирающимися сбоку в двухступенчатый поршень, и поджимную конусную гайку, а также крышку с верхним центратором внутри, упорную шайбу для основного уплотнительного элемента, контактирующего сверху с малой (меньшей по площади) ступенью двухступенчатого поршня, поджимаемого снизу со стороны большей ступени поршня пружиной, расположенной в верхней полости корпуса, и вспомогательный уплотнительный элемент, расположенный в нижней полости корпуса, нижняя центрирующая втулка, опирающаяся на сильфон, устанавливаемый с помощью резьбового соединения на насосно-компрессорную трубу скважины.

На фиг.1 показан общий вид предлагаемого герметизатора устья скважины, включающего крышку 1, верхнюю центрирующую втулку 2, верхнюю упорную шайбу 3, основной уплотнительный элемент 4, поджимную конусную гайку 5, тормозные бобышки 6, двухступенчатый поршень 7, двухступенчатый цилиндр 8, пружину 9, двухполостный корпус 10, вспомогательный уплотнительный элемент 11, нижнюю упорную шайбу 12, нижнюю центрирующую втулку 13, опорную шайбу 14, сильфон 15, уплотнительные кольца 16.

На фиг.2 представлена динамическая характеристика работы герметизатора. По оси абсцисс отложено усилие Fскв, создаваемое внутрискважинным гидравлическим давлением и прилагаемое к поверхности поршня, а по оси ординат - радиальное контактное давление Fк на подвижный шток или каротажный кабель, а - силовая характеристика одноступенчатого поршня; б - суммарная силовая характеристика одноступенчатого поршня, поджатого пружиной; в - суммарная силовая характеристика двухступенчатого поршня, поджатого пружиной.

Конструктивно герметизатор устья скважины (фиг.1) выполнен следующим образом.

Двухполостный корпус 10 с двумя уплотнительными кольцами 16 свинчен с сильфоном 15 и двухступенчатым цилиндром 8 с радиальными отверстиями (не менее 3-х), вставленными в них тормозными бобышками 6, упирающимися одними концами в двухступенчатый поршень 7, а другими (наружными) концами в поджимную конусную гайку 5, имеющую резьбовое соединение с двухступенчатым цилиндром 8, на верхнюю часть которого навинчена крышка 1 с верхним центратором 2 внутри. Крышка 1 фиксирует верхнее положение упорной шайбы 3 для основного уплотнительного элемента 4, контактирующего сверху с малой по площади ступенью двухступенчатого поршня 7, поджимаемого снизу со стороны большей ступени этого поршня пружиной 9, расположенной коаксиально в верхней полости корпуса 10. В нижней полости корпуса 10 расположен вспомогательный уплотнительный элемент 11, нижняя упорная шайба 12, нижняя центрирующая втулка 13, опирающаяся на опорную шайбу 14, посаженную на сильфон 15. Герметизатор с пропущенным через него по центру подвижным штоком (каротажным кабелем или свабирующим тросом) 17 герметично устанавливается на устье скважины нижним концом сильфона 15 с помощью конического резьбового соединения на НКТ 18.

Герметизатор работает следующим образом.

После включения штангового или винтового насоса, создающего избыточное гидравлическое давление в скважине, скважинная жидкость (нефть или водонефтяная смесь) через зазор между подвижным штоком 17, опорной шайбой 14, нижней центрирующей втулкой 13, упорной шайбой 12 и свободно "плавающим" вспомогательным уплотнительным элементом 11 проникает в верхнюю полость корпуса 10 и давит на нижнюю большую ступень двухступенчатого поршня 7 с силой:

Fскв=Рскв·Sпб,

где Рскв - избыточное гидравлическое давление в скважине;

Sпб - площадь большей ступени двухступенчатого поршня.

Эта сила Fскв при одноступенчатом поршне (как в прототипе) создает прямо пропорциональную контактную силу Fк уплотняющего элемента на подвижный шток (или кабель). График линейной зависимости контактной силы Fк от Fскв показан в виде прямой "а" на фиг.2. Без учета незначительных потерь на трение поршня 7 и деформацию уплотнительного элемента 4 приближенно можно считать, что во всем диапазоне изменения скважинного давления Рскв контактная сила Fк≈Fскв. Для обеспечения герметизации устья от утечки попутного нефтяного газа при неработающем насосе или при малых гидравлических давлениях в скважине с момента включения насоса и выхода его на рабочий режим поршень 7 поджимается пружиной 9, создающей дополнительную контактную силу Fкпр. (В прототипе поршень поджимается гидравлическим давлением, создаваемым в гидрокамере с помощью ручного насоса через штуцер с дистанционным управлением). График зависимости Fк от суммарной силы (Fскв+Fкпр) показан прямой "б" на фиг.2. Эта суммарная сила передается верхней ступенью двухступенчатого поршня 7 основному уплотнительному элементу 4, усиленной (умноженной) на коэффициент К, равный отношению большей площади нижней ступени к меньшей площади верхней ступени этого поршня. В результате гидроусилительного преобразования основной уплотнительный элемент 4 давит на подвижный шток (или каротажный кабель) 18 с усиленной контактной силой Fк, определяемой выражением

Fк=(Fскв+Fкпр)·К.

График зависимости усиленной контактной силы Fк от Fскв показан прямой "в" на фиг.2.

При конструировании герметизатора коэффициент гидроусиления К выбирается максимальным из расчета на самый жесткий уплотнительный элемент и низкое скважинное гидравлическое давление Рскв. В случае высокого скважинного давления Рскв и создаваемого им большого усилия на поршень Fскв контактная сила Fк будет превышать оптимальную контактную силу Fко, и поэтому величину Fк потребуется уменьшать до оптимальной. Для установки оптимальной величины силы Fко в предлагаемом герметизаторе предусмотрено управляемое регулирование силы Fк путем ее уменьшения в любой точке максимальной прямой "в" (фиг.2) за счет силы трения Fб тормозных бобышек 6 о поршень 7 путем поджатия их конусной гайкой 5. Оптимальность величины силы Fб контролируется по появлению недопустимой протечки скважинной жидкости в зазоре между подвижным штоком 17 и основным уплотнительным элементом 4. Например, в скважине с меньшим значением Fскв1 по сравнению со значением Fскв2 в другой скважине значение Fб1 устанавливается пропорционально меньшим по сравнению с Fб2 в другой скважине. Следовательно, соответствующие оптимальные значения Fко1 и Fко2 пропорционально ниже максимальных значений в точках Fк1 и Fк2 прямой "в" на фиг.2. Оптимальное усилие Fкпр пружины 9 на уплотнительный элемент 7, достаточное для надежной герметизации устья скважины при ее остановке и пуске, задается конструкцией пружины 9 и степенью ее первоначального сжатия (заневоливания). Для наращивания или замены основного уплотнительного элемента 4 после его максимально допустимого объемного износа скважинный насос останавливается, корпус 10 с расположенным в нижней его полости вспомогательным уплотнительным элементом 11, нижней упорной шайбой 12, нижней центрирующей втулкой 13 заворачивается до упора в опорную шайбу 14. В результате вспомогательный уплотнительный элемент 11 надежно и гарантированно герметизирует устье скважины и позволяет отвернуть крышку 1 герметизатора, приподнять по штоку 17 верхнюю центрирующую втулку 2 и верхнюю упорную шайбу 3 для наращивания или замены основного уплотнительного элемента 4. Конструктивно уплотнительный элемент 4 выполнен в виде разрезной втулки из упругопластического материала и устанавливается в верхнюю полость двухступенчатого гидроцилиндра 8 с находящимся в нем подвижным штоком 17. После наращивания или замены основного уплотнительного элемента 4 и сборки верхней части герметизатора корпус 10 его разворачивается до исходного рабочего положения.

Предлагаемый герметизатор успешно заменяет все применяемые в настоящее время устьевые герметизирующие головки на устьях нефтегазовых скважин, оборудованных штанговыми или винтовыми глубинными насосами, а также при геофизических исследованиях скважин под давлением и при свабировании. За счет высокой долговечности и надежности предлагаемый герметизатор обеспечивает более высокую экономическую эффективность и экологическую безопасность.

Claims (1)

1. Герметизатор устья скважины, включающий корпус, основной и вспомогательный кольцевые уплотнительные элементы, поджимную крышку, кольцевой поджимной поршень, гидрокамеру, верхнюю и нижнюю центрирующие втулки, узел соединения корпуса с насосно-компрессорной трубой, отличающийся тем, что корпус в нем выполнен с двумя смежными полостями, гидрокамера - в виде двухступенчатого гидроцилиндра, кольцевой поджимной поршень выполнен двухступенчатым, над малой ступенью которого сверху размещен основной кольцевой уплотнительный элемент, а под большей ступенью снизу - поджимная пружина, расположенная в верхней полости корпуса, между ступенями в гидроцилиндре радиально размещены тормозные бобышки с конусной поджимной гайкой, в нижней полости корпуса размещены вспомогательный кольцевой уплотнительный элемент, упорная шайба и нижняя центрирующая втулка, а узел соединения корпуса с насосно-компрессорной трубой выполнен в виде сильфона с опорной шайбой и резьбовыми муфтами.

Images